Термические методы интенсификации
Введение.
При современных методах разработки нефтяных месторождений [1,2] даже при сравнительно благоприятных условиях (относительно однородные пласты со средней и выше средней проницаемостью насыщенные нефтью с вязкостью в пластовых условиях ниже 10 сП) нефтеотдача пластов при заводнении составляет 50 — 60 %, достигая в редких случаях 70%.
Особенно низка нефтеотдача пластов, содержащих тяжелую высоковязкую нефть (десятки и сотни сП в пластовых условиях). По опыту разработки отечественных и зарубежных месторождений нефтеотдача таких пластов не превышает 15 —20 %.
Практика разработки залежей, содержащих нефть вязкостью 10 – 20 сП, в пластовых условиях с применением обычного заводнения характеризуется интенсивным обводнением скважин во времени, сравнительно низкими темпами добычи нефти и пониженной нефтеотдачей пластов
При разработке залежей
с маловязкой нефтью иногда в связи
с низкой проницаемостью продуктивных
пластов возникают серьезные
затруднения с применением
Под новыми методами увеличения нефтеотдачи пластов понимают методы, перспективы которых по достижению прироста нефтеотдачи обоснованы лабораторными и теоретическими исследованиями и подтверждены промышленными экспериментами непосредственно на месторождениях. Эти методы в настоящее время можно подразделить на следующие три группы:
1) методы усовершенствования процесса заводнения,
2) тепловые методы воздействия на залежи в целом,
3) закачка в пласты растворителей.
Цель работы:
1. Изучить термические методы увеличения нефтеотдачи;
2. Рассмотреть методику и проблемы их реализации на практике;
3. Проанализировать эффективность применения тех или иных методов на месторождениях Западной Сибири и, в частности, на Ямале.
1. Температурная обстановка в пластах и её изменение в процессе разработки месторождений.
В процессе разработки нефтяного месторождения его пластовая температура может существенно измениться. Это происходит при закачке в пласт веществ, главным образом воды, с иной температурой, чем начальная пластовая, а также при экзотермических реакциях в пласте. Распределение пластовой температуры под землей и изменение ее во времени называют температурным режимом месторождения. Изменение температуры в нефтяных пластах происходит в основном за счет теплопроводности и конвекции. Нефтяные пласты не теплоизолированы от окружающих пород и от других пластов. Поэтому всякое изменение температуры на каком-либо участке по сравнению с другими участками влечет за собой ее перераспределение и перенос тепла за счет теплопроводности.
Для повышения эффективности эксплуатации месторождений, содержа-щих тяжёлые парафинистые и смолистые нефти применяют тепловые методы: закачку нагретой нефти, нефтепродуктов (конденсата, керосина, дизельного топлива) или воды, обработанной ПАВ, закачку пара посредством передвижных парогенераторов, электротепловую обработку с помощью специальных самоходных установок, процесс внутрипластового горения [3].
2. ВНУТРИПЛАСТОВОЕ ГОРЕНИЕ.
Извлечение нефти из пластов при внутрипластовом
горении осуществляется нагнетанием в
пласт воздуха или же воздуха и воды [1,3].
В первом случае метод получил наименование
«сухого» внутрипластового горения, во
втором —
«влажного» внутрипластового горения.
Суть метода внутрипластового горения при разработке залежей нефти сводится к образованию и перемещению по пласту высокотемпературной зоны сравнительно небольших размеров, в которой тепло генерируется в результате экзотермических реакций между частью содержащейся в пласте нефти и кислородом нагнетаемого в пласт воздуха.
Метод внутрипластового
горения подразделяют по направлению
движения окислителя и источнику
топлива для поддержания
– прямоточный процесс (зона горения и поток окислителя движутся в одном направлении);
– противоточный процесс (зона горения движется навстречу потоку окислителя).
По источнику топлива для поддержания окислительных реакций в пласте внутрипластовое горение различают на:
– процесс без ввода в пласт дополнительного топлива (топливо для поддержания горения получается только из находящейся в пласте нефти);
– процесс со вводом в пласт дополнительного топлива, которое в определенных условиях компенсирует недостаток в образовании топлива непосредственно из пластовой нефти.
В настоящее время наиболее изучен и широко применяется на нефтяных месторождениях прямоточный процесс внутрипластового горения без ввода в пласт дополнительного топлива.
Прямоточный процесс внутрипластового горения [3], как и любая его разновидность, начинается с создания в призабойной зоне пласта нагнетательных скважин фронта горения. После того, как процесс горения стабилизировался, в пласте по направлению от нагнетательной скважины к добывающим можно выделить несколько характерных зон.
Рис.1. Схема протекания внутрипластового горения.
Между забоем нагнетательной скважины и фронтом горения размещается выжженная зона 1. При нормальном течении процесса в ней остаётся сухая, свободная от каких-либо примесей порода пласта. У кровли и подошвы пласта в данной зоне после прохождения фронта горения может оставаться нефтенасыщенность 2, так как, в связи с потерями тепла в кровлю и подошву, температура в этих частях может оказаться недостаточной для воспламенения топлива. Лабораторными и промысловыми наблюдениями установлено, что зона фронта горения 3 имеет сравнительно малые поперечные размеры и не доходит до кровли и подошвы пласта. Непосредственно перед фронтом горения в поровом пространстве породы движется зона коксообразования 4 и испарения сравнительно легких фракций нефти и связанной воды. Температура в этой зоне падает от температуры горения до температуры кипения воды (в смеси с нефтью) при пластовом давлении. Перед зоной испарения движется зона 5 конденсации паров воды и нефти. Температура зоны равна температуре кипения смеси воды и нефти. Впереди этой зоны движется зона 6 жидкого горячего конденсата нефти и воды. Температура в зоне 6 снижается от температуры конденсации до пластовой температуры. Впереди зоны конденсата нефти и воды может образоваться «нефтяной вал» 7 (зона повышенной нефтенасыщенности) при температуре, равной пластовой. Последняя зона 8 — зона нефти с начальной нефтенасыщенностью и пластовой температурой, через которую фильтруются оставшиеся газообразные продукты горения.
В последнее время с неплохими результатами проводят промышленные работы по влажному внутрипластовому горению, суть которого заключается в том, что одновременно с воздухом в пласт подают в определённом соотношении воду. Очаг горения после себя оставляет нагретую породу, тепло которой при обычной схеме используется лишь частично на нагревание воздуха. При добавлении воды оставшееся тепло можно использовать на её нагрев и испарение. Испарившаяся вода проходит через фронт горения, не оказывая существенного влияния на сам процесс горения. Достигая зоны конденсации 5, водяной пар конденсируется, увеличивая размеры этой зоны и количество тепла в ней. Скорость перемещения нефти от нагнетательной скважины до эксплуатационной при влажном горении выше.
Другой важной особенностью влажного горения является то, что пластовая температура в зоне горения существенно ниже, чем при «сухом» горении. Это предупреждает пережёг пород, слагающих пласт, что нередко служит причиной прекращения внутрипластового горения, так как после высокотемпературной обработки порода при контакте с водой вспучивается, снижая приемистость скважинной воды и воздуха.
2.1. Технология и механизм извлечения нефти из недр с использованием внутрипластового горения.
В СССР устойчивый процесс внутрипластового горения был впервые осуществлен в 1967 г. на месторождении Павлова Гора в Краснодарском крае и на месторождении Сходница на Украине [2].
Исследования показали [3], что при развитии процесса внутрипластового горения в пористой среде пласта сгорает в основном тяжелый остаток нефти, получивший название кокса, так как более легкие фракции нефти испаряются перед областью горения в результате повышенной температуры и переносятся потоком газов вперед по пласту по направлению к добывающим скважинам.
В процессе разработки нефтяного
месторождения методом
Операцию создания в пласте внутрипластового горения начинают с его возбуждения, инициирования. Для этого в нагнетательную скважину, в которой предполагают начать процесс горения, опускают нагревательное устройство (глубинную горелку или электронагреватель) и нагнетают воздух. Воздух, обладая существенно меньшей вязкостью, чем насыщающие пласт нефть и вода, проскальзывает сквозь нефть и воду, частично вытесняя их из пласта, к забоям добывающих скважин. Так осуществляется сообщаемость (сбойка) воздухонагнетательных и добывающих скважин, затем включают глубинное нагревательное устройство и вводят тепло в пласт. В результате в нем повышается температура, скорость окисления нефти возрастает и окисление переходит в горение.
2.2. Сухое и влажное внутрипластовое горение.
Внутрипластовое горение, осуществляемое путем нагнетания в пласт только воздуха, получило в теории и практике разработки нефтяных месторождений название сухого внутрипластового горения [3].
Скорость движения в пласте фронта сухого горения почти в 7 раз превышает скорость фронта конвекции. Это означает, что тепло, генерируемое в зоне горения, остается позади фронта горения, бесполезно уходя в породы кровли и подошвы пласта. Внутрипластовое горение, осуществляемое путем закачки в пласт окислителя вместе с водой, получило название влажное горение.
2.3. Внутрипластовое горение. Основы процессов.
В основу метода внутрипластового горения [1,3] положен процесс горения части нефти, содержащейся в пористой среде, для увеличения подвижности несгоревших фракций. Горение обычно инициируется с помощью специального оборудования, позволяющего создать в призабойной зоне необходимый температурный уровень; в дальнейшем процесс протекает в автономном режиме при постоянной подаче воздуха в одну или несколько скважин. Как правило, температура фронта горения превышает температуру насыщения водяного пара и находится в пределах от 400 до 600 °С. Внутрипластовое горение применяется с пятидесятых годов, в основном на месторождениях тяжелой нефти. Чаще всего при этом нефть вытесняется от одной скважины к призабойной зоне другой, однако в ряде случаев этот метод используют и в качестве метода теплового воздействия на прискважинную область, причем периоды нефтедобычи чередуются с периодами горения (поддерживающегося при помощи нагнетания воздуха). Если температура призабойной зоны вокруг нагнетательной скважины поднята до необходимого уровня, горение инициируется именно в этой области и его фронт перемещается в направлении эксплуатационных скважин, т.е. в направлении вытеснения нефти; в этом случае процесс называют прямоточным горением. Если же повышают температуру призабойной зоны эксплуатационной скважины и воспламенение происходит в ее окрестностях, то фронт горения распространяется к нагнетательной скважине, т.е. в направлении, противоположном направлению вытеснения нефти; такой процесс называют противоточным горением. Область применения противоточного горения более ограничена, чем прямоточного.
2.4. Сухое прямоточное горение.
При сухом прямоточном горении [3] его фронт вытесняет несгоревшие фракции сырой нефти, при этом наиболее тяжелые ее фракции, превратившиеся в углеродистый остаток, неправильно называемый коксом, сгорают в кислороде нагнетаемого воздуха. Область, остающаяся за фронтом горения, не содержит органических соединений. Для рассмотрения случая установившегося режима удобно выделить четыре основные зоны, нумерация которых проводится в направлении распространения фронта.
Зона 1. В этой области пласта уже произошло горение, и она совершенно освобождена от нефти. Эта зона представляет собой некий теплообменник, причем температура в ней снижается в направлении к нагнетательной скважине.
Зона 2. Зона горения. Кислород потребляется при сжигании углеводородов и кокса, осажденного на поверхности коллектора. Температура в этой зоне определяется в основном свойствами и количеством твердых и газообразных веществ, присутствующих в единице объема зоны.
Рис. 2. Профили температуры (а) и насыщенности (б) при внутрипластовом прямоточном горении: 1 — распространение фронта; 2 — перемещение воздуха; 3 — вода; 4 — газ; 5 — кокс; б — нефть.
Зона 3. Зона коксования. Тяжелые фракции, которые не были смещены и не переведены в газообразное состояние, подвергаются пиролизу.
Зона 4. При достаточном падении температуры заканчиваются химические превращения. Через эту зону фильтруются газообразная и жидкая продукция. Здесь наблюдаются следующие явления: в области, примыкающей к зоне реакций, протекают последовательно испарение и повторная конденсация легких фракций нефти и воды, изначально присутствовавшей в месторождении; происходит также конденсация воды, являющейся продуктом химических реакций. Здесь возникает зона, характеризуемая значением водонасыщенности, превышающим начальное значение водонасыщенности данного месторождения (водяной вал); этот слой проталкивает перед собой вал нефти (зону, характеризуемую повышенной относительно начального уровня нефтенасыщенностью). Эта нефть очень вязкая, и ее продвижение может привести к закупорке пласта. Вне вала нефти характеристики пласта постепенно приближаются к исходным величинам.
2.5. Внутрипластовое прямоточное горение в сочетании с заводнением.
При сухом прямоточном горении [3] значительная доля тепловой энергии, накопленной в коллекторе, теряется в окружающих породах вследствие теплопроводности. После инициирования сухого горения можно совместить нагнетание в пласт воздуха и воды, что позволяет использовать существенную разность энтальпий воды и водяного пара для отбора тепловой энергии, аккумулированной в окрестности нагнетательной скважины, и переносить ее в области перед фронтом горения.
Если отношение количества нагнетаемой воды к количеству нагнетаемого воздуха не слишком велико, происходит горение. В этом случае можно выделить пять зон:
Зона 1. Через эту зону уже прошел фронт горения; в ней не содержится или почти не содержится углеводородов. Но так как температура в этой зоне ниже температуры, при которой достигается равновесие жидкость—пар, здесь происхо-дит двухфазное течение. Существенная часть поступившей в пласт воды не достигает фронта испарения.
Зона 2. В этой зоне вода находится в газообразном состоянии, и коллекторы насыщены смесью нагнетаемого воздуха и водяного пара. Фронт испарения поступившей в пласт воды располагается на границе между зонами 1 и 2, где градиент температуры имеет большое значение.
Рис. 3. Профили температуры (в) и насыщенности (б) при влажном прямоточном горении:
1 — фронт парообразования; 2 — фронт горения; 3 — фронт конденсации; 4 — вода; 5 — кокс; 6 — газ; 7 — нефть.
Зона 3. Зона горения. Кислород расходуется при сжигании невытесненных из зоны углеводородов и кокса, осевшего на стенках коллектора на границе данной зоны с зоной 4.
Зона 4. Зона парообразования — конденсации. Температура этой зоны слабо отличается от температуры парообразования воды. Здесь реализуется постепенная конденсация паров нагнетаемой в пласт воды, а также воды, являющейся продуктом химических реакций.
Зона 5. На границе с зоной парообразования–конденсации наблюдается резкое падение температуры вследствие наличия слоя воды, за которым располагается слой нефти. За этой областью характеристики пласта приближаются к исходным. Зоны повышенной температуры (зоны 2 и 3) становятся все более и более узкими и, наконец, исчезают. Однако при определенных условиях возможно продвижение зоны повышенной температуры с неоднородным температурным полем, близким к температуре испарения воды при заданном давлении. Подобный процесс носит название сверхвлажного горения.
Для этого процесса характерно следующее: существует конечная водонасыщенность (вода в жидком состоянии) во всем объеме области повышенной температуры; экзотермические реакции, необходимые для поддержания процесса, протекают во всех точках горячей зоны, где находятся углеводородные соединения и кислород; вследствие невысокого уровня температур горячей зоны пиролиз не оказывает существенного воздействия, и характер окислительных реакций в этом случае отличен от реакции горения при высокой температуре; не достигается полного вытеснения нефти из обрабатываемой области.
2.6. Противоточное горение.
Если определить границы горения и его затухания в направлении перемещения жидкостей и газов в рассматриваемом объеме, то противоточное горение распространяется от центров добывающих скважин к районам с повышенной нефтенасыщенностью [1,3]. Таким образом, жидкие фракции должны пересечь зону высокой температуры, где углеводороды претерпевают необходимые химические превращения. Наиболее легко окисляемые фракции сгорают в кислороде, а продукты пиролиза образуют остаток (кокс) на пористом коллекторе в областях прохождения фронта горения.
Можно выделить следующие зоны, нумерация которых проводится в направлении течения жидких и газообразных фракций:
Зона 1. Характеристики пласта в данной зоне имеют исходные значения. Однако через ее объем пропущен воздух, и при наличии в ней повышенной температуры, а также при достаточной реакционной способности нефти в данной зоне могут начаться химические реакции окисления.
Зона 2. Температура в данной зоне возрастает вследствие теплопереноса из зоны 3 — зоны горения. Здесь наблюдаются следующие явления: испарение воды, изначально присутствовавшей в месторождении, возгонка легких фракций и окислительный крекинг ряда углеводородов.
Рис. 4. Профили температуры (в) и насыщенности (в) при противоточном горении:
1 — направление распространения фронта; 2 — то же, с учетом тепловых потерь; 3 — направление перемещения воздуха; 4 — вода; 5 — нефть; 6 — газ; 7 — кокс (пунктир — профили с учетом тепловых потерь).
Зона 3. Зона горения. Температура достигает своего максимального значения; при реакциях окисления и сгорания молекул наиболее реакционно-способных углеводородов потребляется весь кислород, не использованный в реакциях, протекающих в ранее рассмотренных зонах.
Зона 4. Несгоревший кокс остается осажденным на коллекторе, жидкости и газы выталкиваются к дальним границам зоны. В реальных условиях наличие тепловых потерь в окружающие породы приводит к снижению температуры при удалении от зоны горения и, соответственно, к повторной конденсации фракций нефти, перешедших ранее в газообразное состояние, а также к конденсации паров воды.
2.7. Критерии использования прямоточного горения.
Вследствие отсутствия тепловых потерь в нагнетательных скважинах верхняя граница глубины залегания определена менее строго, чем при нагнетании в пласт теплоносителей. Однако применение мощного воздушного компрессора высокого давления порождает ряд технических проблем и требует значительных затрат. Поэтому целесообразно внутрипластовое горение использовать в пластах, залегающих на глубинах, не превышающих 1000—1500 м. Если пластовое давление достаточно низко, не исключена возможность использования этого метода и на более глубоких месторождениях, как было сделано при разработке пласта на глубине 3500 м. Толщина пласта должна быть не менее 2—3 м, чтобы тепловые потери в окружающие породы не оказывали серьезного влияния на распространение фронта. Вместе с тем в пластах значительной толщины приходится сталкиваться с гравитацией, приводящей к преимущественной фильтрации воздуха по кровельной части пласта [2,3].
2.8. Методология использования внутрипластового горения в промысловых условиях.
Подготовка к работам по внутрипластовому горению в промысловых условиях обычно основывается на лабораторных исследованиях [3].
Их результаты должны быть применены к реальным условиям разрабатываемого месторождения. Задав места расположения скважин, можно переходить к определению условий нагнетания воздуха, а иногда и воды через каждую нагнетательную скважину. Наконец, необходимо провести предварительную оценку показателей вымывания и нефтедобычи.
Для принудительного воспламенения достаточно разогреть призабойную зону нагнетательной скважины до расчётной температуры (при прямоточном горении). Для этого можно использовать глубинную газовую горелку, или электрический нагреватель, или же высокоактивное вещество (химический поджиг), доставляемое в призабойную зону.
Рис.5. Электронагреватель:
I - кабель-трос ; 2 - головка ; 3 - гидрофланец; 4 - клеммная полость; 5 – электронагревательные элементы.
В комплект электрического нагревателя входят: назем-ный источник тока вместе с системой измерения и регулирования, передающий кабель и расположенные на глубине нагревательные элементы.
Были разработаны различные виды электрических нагревательных устройств [2,3]. В некоторых из них используют нагревательные элементы из электрических проводников с керамическими изоляторами, заключенные в герметичный кожух, заполненный инертным газом. Воздух циркулирует в пространстве между кожухом и стенкой скважины и нагревается. Нагревательное устройство крепится к трубе или кабелю. Другой тип устройства, установленный на конце трубы, по которой подается воздух, состоит из нагревательных элементов, экранированных стальным кожухом и изолированных защитным слоем из порошка окиси магния.
Применение газовых горелок дает возможность избавиться от необходимости передачи энергии, ограниченной возможностью электрических нагревателей. Поэтому тепло, передаваемое в пласт от газовых горелок, превышает тепловые мощности электронагревателей. Однако работать с горелками несколько сложнее, так как необходимо строго следить за соотношением воздух–горючее в поступающей смеси.
Глубинные газовые горелки состоят из камеры сгорания, в которую подается топливо, смешанное с определенным (несколько превышающим стехиометрическое значение) количеством воздуха, требуемым для обеспечения стабильного горения. Газообразные продукты сгорания смешиваются с потоком вторичного воздуха, что позволяет поднять температуру газообразной смеси до 300–500 °С. Стенка камеры сгорания обычно защищена изнутри керамическим покрытием. Возгорание инициируется свечой, электросопротивлением или химически активным веществом.
Иногда прибегают к предварительному нагнетанию в пласт какого-либо теплоносителя, в частности водяного пара, что позволяет поднять температуру призабойной зоны и обеспечить быстрое воспламенение при последующем нагнетании воздуха. Такой довольно громоздкий способ поджига может быть использован только при наличии парогенератора и соответствующего обустройства скважины.
Рис 6. Схема газового горелочного устройства:
а — общая схема; б — схема инициатора воспламенения; 1 — подача первичного воздуха; 2 — подача горючего; 3 — смесительная камера; 4 — подача вторичного воздуха; 5 — камера сгорания; 6 — стальной кожух; 7 — керамическое покрытие; 8 — инициатор воспламенения; 9 - электрический кабель; 10 - сопротивление; 11 - керамический сердечник; 12 - перфорированный металлический кожух.
Наконец, можно добиться
воспламенения подачей в
Подытожив сказанное, можно отметить, что способ химического инициирования воспламенения является совершенным, но не простым решением проблемы. При этом необходимо обеспечить полное окисление химического вещества в пласте, избегая возникновения неконтролируемого процесса его горения непосредственно в скважине.
Чаще всего в полевых условиях для нагнетания теплоносителя пользуются поршневыми компрессорами, иногда ротационными, первая ступень которых, правда, редко, относится к компрессорам осевого типа [1,3]. Для поршневых и для центробежных компрессоров существует максимальная температура воздуха на выходе.
Осевые компрессоры
прекрасно работают при очень
высоких расходах воздуха, а при
невозможности обеспечения
Рис. 7. Области применения компрессоров различных типов:
1 — поршневые компрессоры; 2 — центробежные компрессоры с вертикальным разъемом; 3 — центробежные компрессоры с горизонтальным разъемом; 4 — осевые компрессоры.
Границы областей применения компрессоров не являются строго определенными. Они зависят от следующих факторов: повышения к.п.д. и расширения границ устойчивости; увеличения допустимых пределов давлений и температур; свойств материалов; развития технологии; характеристик приводного двигателя.
Двигатели подразделяются на следующие типы: мало- или среднеоборотные дизели; газовые поршневые малооборотные двигатели; газовые турбины; электрические синхронные или асинхронные двигатели с постоянной скоростью вращения; электрические синхронные или асинхронные двигатели с переменным числом оборотов.
После компрессорной станции воздух поступает в подводящие трубопрово-ды, которые или заглублены в землю, или подвешены вблизи ее поверхности, или уложены на опоры. Воздух поступает в скважины через распределительную сеть, снабженную вентилями и калиброванными диафрагмами для измерения расхода и
давления на каждой скважине.
Рис 8. Схема компрессорной установки:
1 — фильтр; 2 — глушитель; 3 — теплообменник; 4 — блок очистки от масла; 5 — запорный клапан; 6 — расходомер; 7 — счетчик — интегратор расхода; 8 — ступень; 9 — двигатель; 10 — 1-ый компрессор; 11 — другие компрессоры; Р — манометр; Т – термометр.
При сооружении скважин, используемых при внутрипластовом горении нефти, следует учитывать испытываемые ими термические нагрузки, а также возможность коррозии. Кроме того, при нагнетании воздуха необходимо цементировать скважины по всей высоте для предотвращения проникновения окислителя в пересекаемые ими проницаемые горизонты.
Рис.9. Схема обустройства скважин при разработке месторождений методом внутрипластового горения:
а — скважина с перфорированным забоем; б — скважина с необсаженным забоем; 1 — зацементированная обсадная колонна; 2 — подвеска фильтра; 3 — внутренний щелевой фильтр; 4 — перфорационные отверстия; 5 — расширение ствола скважины; б — гравийный фильтр.
Если вскоре после начала нагнетания воздуха произошло самовоспламенение, следует предпринять особые меры безопасности. Необходимо следить, чтобы температура пласта не превысила допустимую — это может привести к повреждению оборудования скважины. Кроме того, по мере возможности следует избегать присутствия нефти в нижней части скважины, несмотря на повышение ее подвижности вследствие подъема температуры. Перфорация зацементированной обсадной трубы — наилучшее решение этой задачи [3].
2.9. Специальные технологии, применяемые при внутрипластовом горении.
Иногда внутрипластовое